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摘要：针对油井不正常情况分析及分类，找出其制约因素，采取针对性的技术和方法，有效提高油井正常生产时间，提高油井免修期，达到提高稳产时间及降低油井修井频率，从而达到降低油井修井费用的效果。吉林油田通过分类分析，找出制约油井非正常生产原因，对主控因素采取治理措施，取得较好效果，免修期大幅提升。
关键词：吉林油田;油井免修期;主控因素;治理对策
1.影响油井免修期因素分析
影响吉林油田油井免修期的主要原因分为断脱、管漏、出砂、出泥浆、结蜡、结垢、泵漏、井底脏、其它因素。这些原因可以归类为四类：磨损因素--断脱、管漏;井况因素--出砂、出泥浆、结蜡、结垢、井底脏;泵漏;其它因素。
从2006-2017年作业原因所占比例归类中看出：受杆管老化、井眼轨迹等影响，磨损成为最主要因素，占总工作量的56%;出砂、出泥浆等地质因素治理得到控制;依井况选泵、优选防砂管、加强洗井质量等措施，泵漏因素作业井逐年下降。下面对各影响免修期的各种因素进行详细分析。
1.1 工程因素分析
（1）磨损井是制约免修期的主要矛盾
从2006年以来，磨损井作业量逐年增加，年工作量在760井次以上，2017年达到1442井次，占维护作业工作量的56%，是制约免修期主要因素。
（2）管杆新度系数差，超期服役造成容易发生杆断和管漏
目前有1000余口定向井，占总井数的42.3%。偏磨高频井中，井眼轨迹原因只占14%，管杆老化≥17年井数占高频井的69%，是油井偏磨严重的主要因素。
（3）机采参数的影响
近年来由于上产需要，我厂整体加大生产压差满足提液需求，抽吸参数偏大，2017年机采参数进一步变差，对免修期产生负面影响。
1.2地质因素对免修期的影响分析
油井出砂、出泥浆、结垢出现区域性特征，各项地质因素（除结垢外）均得到控制，不再是主要因素。
（1）出砂井情况
2011年出砂井作业146井次，占维护作业比例的6.2%。2011年当年发生压裂后出砂作业继续下降，占压裂井数的5.8%;从出砂高频井统计看，有63%的油井是压裂砂。
（2）出泥浆
出泥浆井主要是套变井。目前我厂生产井中套变井1321口，300米以下套变井1040口，变径小于100mm的有392口。主要原因是在油层部位套损严重造成出泥浆;其次是非油层套漏，出泥浆井有一定区域分布，主要是历史上大规模混注区块。
（3）结垢
结垢油井980口，占总井数20.1%;分析垢样的成分，无机垢占50%以上，无机垢中CaCO3、MgCO3酸溶性垢占75%以上;全厂平均结垢厚度在3-8mm，结垢速度0.4mm/月左右。2008年以来结垢作业井次上升幅度较大，2011年作业发现严重结垢造成作业236井次，由于近年来恢复酸化措施，结垢有所控制。
1.3管理因素对免修期的影响
吉林油田井浅，通常认为技术难度小，管理上容易疏忽，上产任务重，作业工作量大，技术落实不到位，给免修期延长和井控带来不力影响。
吉林油田作业井数多，多数当天完井，主要工序作业时间集中，监督难度大，因此必须发动全员监督才能保证作业质量。小修作业班组35个，目前监督员只有15名，人员不足、更换较频繁，整体技术素质需要进一步提高。
2.提高油井免修期技术对策
2.1 磨损井治理技术
磨损原则：在满足排液需求下，优化工作制度，抽油机井采用长冲程、慢冲数、合理泵径;螺杆泵井采用较低转数、合理泵径。
技术措施：现场发现油井油杆及接箍磨损，必须更换：更换油杆接箍或接箍扶正器;更换带扶正器油杆;如果磨损部位油管不需更换，则必须将磨损部位油管+上下2根油管与上部油管串动;磨损严重油管必须更换，其上下2根油管与上部油管串动。
磨损严重的高频作业井，可以全部更换管杆并采取相应扶正措施：44泵（含44泵）以下抽油机井，全井更换陶瓷衬里油管+小径52mm浇铸扶正器;或聚乙烯内衬管+不带扶正器油杆。56泵更换修复油管+浇铸扶正器油杆、或压裂后油管+浇铸扶正器油杆。
螺杆泵定向井、大斜井、水平井扶正器安装方法：直井段每根杆一个短杆扶正器+造斜段用3个扶正器浇铸杆和1个短杆扶正器+稳斜段采用2个扶正器浇铸杆和1个短杆扶正器+联转子处用1米/2米+短杆扶正器。泵上必须安装2米3"油管短接1根。泵下、泵上安3"油管扶正器各一个;泵上2根2 1/2"油管必须有油管扶正器。
2.2出砂井治理技术
清砂方式：一般直井、小于45°定向井采用密閉连续冲砂方式清砂。对地层压力低井采用泡沫冲砂、或胍胶冲砂;如果效果仍然不好，采用捞砂技术。大于45°定向井、大斜度井、水平井、亏空严重井采取捞砂方式。对于出泥浆井、出地层粉砂严重井采用密闭冲砂时，不得采用冲砂液处理车连续循环冲砂，冲砂液必须用罐车接液运走、或现场挖坑接冲砂液。
防砂措施：一般出砂井采取加长双级防砂技术;一般出砂井也可采取激光割缝防砂技术，用于含水较高、含蜡量低的油井，不能用于油稠或者井况复杂的油井。压裂井压后采用泵下接2根不锈钢板网防砂管、或2根波纹防砂管。出砂严重抽油机井应该同时采取下防渣凡尔和防卡器的措施。在以上方法多次治理都无效的前提下，可以采用螺杆泵技术或无泵采油技术治理严重出砂井。
2.3出泥浆井治理
由于出泥浆造成井底脏时，必须彻底冲洗到人工井底，并且不能用冲砂液处理车循环冲洗，返到地面冲砂液必须用罐车接液、或排放到现场接液坑内。
对于轻度出泥浆井使用无固定凡尔泵。以上方法无效时，根据井况情况可以考虑应用螺杆泵技术或无泵采油技术。对于出泥浆特别严重井，套变点通径大于80mm的井，用封隔器验串或测井径的方法，找准漏点用封隔器封堵生产。如果由于套漏造成套返时，200米以内的上部套漏用大修取套等方法治套漏，200米以下的套漏采取大修补贴等方法治理。
2.4结垢结蜡井治理
村屯、市区内或雨季进不去车的油井、螺杆泵井、稠油井，采取清防蜡剂或流动改性剂。结垢严重造成的高频作业井，要与工艺所联系定期采用缓速酸除防垢技术。采用机械除垢，酸化冲洗技术。对结垢严重的作业井进行刮削除垢，并用酸液浸泡后冲洗除垢的技术。结蜡严重井，考虑使用热洗井封隔器。
3.应用效果及结论
（1）吉林油田免修期得到较大幅度提升，年均提升20天;
（2）对于磨损、出砂、出泥浆井、大斜度井应用针对性技术，有效提升了这类井的免修期。
关键词：吉林油田;油井免修期;主控因素;治理对策
1.影响油井免修期因素分析
影响吉林油田油井免修期的主要原因分为断脱、管漏、出砂、出泥浆、结蜡、结垢、泵漏、井底脏、其它因素。这些原因可以归类为四类：磨损因素--断脱、管漏;井况因素--出砂、出泥浆、结蜡、结垢、井底脏;泵漏;其它因素。
从2006-2017年作业原因所占比例归类中看出：受杆管老化、井眼轨迹等影响，磨损成为最主要因素，占总工作量的56%;出砂、出泥浆等地质因素治理得到控制;依井况选泵、优选防砂管、加强洗井质量等措施，泵漏因素作业井逐年下降。下面对各影响免修期的各种因素进行详细分析。
1.1 工程因素分析
（1）磨损井是制约免修期的主要矛盾
从2006年以来，磨损井作业量逐年增加，年工作量在760井次以上，2017年达到1442井次，占维护作业工作量的56%，是制约免修期主要因素。
（2）管杆新度系数差，超期服役造成容易发生杆断和管漏
目前有1000余口定向井，占总井数的42.3%。偏磨高频井中，井眼轨迹原因只占14%，管杆老化≥17年井数占高频井的69%，是油井偏磨严重的主要因素。
（3）机采参数的影响
近年来由于上产需要，我厂整体加大生产压差满足提液需求，抽吸参数偏大，2017年机采参数进一步变差，对免修期产生负面影响。
1.2地质因素对免修期的影响分析
油井出砂、出泥浆、结垢出现区域性特征，各项地质因素（除结垢外）均得到控制，不再是主要因素。
（1）出砂井情况
2011年出砂井作业146井次，占维护作业比例的6.2%。2011年当年发生压裂后出砂作业继续下降，占压裂井数的5.8%;从出砂高频井统计看，有63%的油井是压裂砂。
（2）出泥浆
出泥浆井主要是套变井。目前我厂生产井中套变井1321口，300米以下套变井1040口，变径小于100mm的有392口。主要原因是在油层部位套损严重造成出泥浆;其次是非油层套漏，出泥浆井有一定区域分布，主要是历史上大规模混注区块。
（3）结垢
结垢油井980口，占总井数20.1%;分析垢样的成分，无机垢占50%以上，无机垢中CaCO3、MgCO3酸溶性垢占75%以上;全厂平均结垢厚度在3-8mm，结垢速度0.4mm/月左右。2008年以来结垢作业井次上升幅度较大，2011年作业发现严重结垢造成作业236井次，由于近年来恢复酸化措施，结垢有所控制。
1.3管理因素对免修期的影响
吉林油田井浅，通常认为技术难度小，管理上容易疏忽，上产任务重，作业工作量大，技术落实不到位，给免修期延长和井控带来不力影响。
吉林油田作业井数多，多数当天完井，主要工序作业时间集中，监督难度大，因此必须发动全员监督才能保证作业质量。小修作业班组35个，目前监督员只有15名，人员不足、更换较频繁，整体技术素质需要进一步提高。
2.提高油井免修期技术对策
2.1 磨损井治理技术
磨损原则：在满足排液需求下，优化工作制度，抽油机井采用长冲程、慢冲数、合理泵径;螺杆泵井采用较低转数、合理泵径。
技术措施：现场发现油井油杆及接箍磨损，必须更换：更换油杆接箍或接箍扶正器;更换带扶正器油杆;如果磨损部位油管不需更换，则必须将磨损部位油管+上下2根油管与上部油管串动;磨损严重油管必须更换，其上下2根油管与上部油管串动。
磨损严重的高频作业井，可以全部更换管杆并采取相应扶正措施：44泵（含44泵）以下抽油机井，全井更换陶瓷衬里油管+小径52mm浇铸扶正器;或聚乙烯内衬管+不带扶正器油杆。56泵更换修复油管+浇铸扶正器油杆、或压裂后油管+浇铸扶正器油杆。
螺杆泵定向井、大斜井、水平井扶正器安装方法：直井段每根杆一个短杆扶正器+造斜段用3个扶正器浇铸杆和1个短杆扶正器+稳斜段采用2个扶正器浇铸杆和1个短杆扶正器+联转子处用1米/2米+短杆扶正器。泵上必须安装2米3"油管短接1根。泵下、泵上安3"油管扶正器各一个;泵上2根2 1/2"油管必须有油管扶正器。
2.2出砂井治理技术
清砂方式：一般直井、小于45°定向井采用密閉连续冲砂方式清砂。对地层压力低井采用泡沫冲砂、或胍胶冲砂;如果效果仍然不好，采用捞砂技术。大于45°定向井、大斜度井、水平井、亏空严重井采取捞砂方式。对于出泥浆井、出地层粉砂严重井采用密闭冲砂时，不得采用冲砂液处理车连续循环冲砂，冲砂液必须用罐车接液运走、或现场挖坑接冲砂液。
防砂措施：一般出砂井采取加长双级防砂技术;一般出砂井也可采取激光割缝防砂技术，用于含水较高、含蜡量低的油井，不能用于油稠或者井况复杂的油井。压裂井压后采用泵下接2根不锈钢板网防砂管、或2根波纹防砂管。出砂严重抽油机井应该同时采取下防渣凡尔和防卡器的措施。在以上方法多次治理都无效的前提下，可以采用螺杆泵技术或无泵采油技术治理严重出砂井。
2.3出泥浆井治理
由于出泥浆造成井底脏时，必须彻底冲洗到人工井底，并且不能用冲砂液处理车循环冲洗，返到地面冲砂液必须用罐车接液、或排放到现场接液坑内。
对于轻度出泥浆井使用无固定凡尔泵。以上方法无效时，根据井况情况可以考虑应用螺杆泵技术或无泵采油技术。对于出泥浆特别严重井，套变点通径大于80mm的井，用封隔器验串或测井径的方法，找准漏点用封隔器封堵生产。如果由于套漏造成套返时，200米以内的上部套漏用大修取套等方法治套漏，200米以下的套漏采取大修补贴等方法治理。
2.4结垢结蜡井治理
村屯、市区内或雨季进不去车的油井、螺杆泵井、稠油井，采取清防蜡剂或流动改性剂。结垢严重造成的高频作业井，要与工艺所联系定期采用缓速酸除防垢技术。采用机械除垢，酸化冲洗技术。对结垢严重的作业井进行刮削除垢，并用酸液浸泡后冲洗除垢的技术。结蜡严重井，考虑使用热洗井封隔器。
3.应用效果及结论
（1）吉林油田免修期得到较大幅度提升，年均提升20天;
（2）对于磨损、出砂、出泥浆井、大斜度井应用针对性技术，有效提升了这类井的免修期。